состав для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений

Формула изобретения

Состав для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений, содержащий хлористый алюминий, растворитель, поверхностно-активное вещество, отличающийся тем, что в качестве растворителя состав содержит смесь толуола, бензола и ацетона при их соотношении в смеси 4,2:1,0:1,3-2,6 соответственно, или смесь толуола и ацетона при их соотношении в смеси 1,27-1,65:1 соответственно, или о-ксилол, а в качестве поверхностно-активного вещества содержит синтанол, или оксинол, или неонол, или синтерол, и при этом состав содержит ингибитор коррозии, в качестве которого используют аминоамид, или полиэтиленполиаминобензиламмонийхлорид, или имидазолин при следующем соотношении компонентов в составе, мас.%:

Хлористый алюминий	15,0-50,0
Растворитель	45,0-79,9
Поверхностно-активное вещество	0,01-1,00
Ингибитор коррозии	0,5-5,0

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано на нефтяных промыслах для защиты оборудования.

Известен состав для предотвращения АСПО, содержащее поверхностно-активное вещество - калиевую или калиево-натриевую соль карбоксиметилата оксиэтилированного алкилфенола 25-30, полярный электролит и амид кислоты 3-8, отход производства бутиловых спиртов - метанольно-альдегидную фракцию 1-30, воду 32-43, при содержании полярного электролита 1-4 мас.% и амида кислоты 1-6 мас.%. (Патент РФ 2388785, опубл. 10.05.2010 г.)

Недостатком известного состава является дефицитность некоторых из компонентов, их дороговизна и отсутствие защиты оборудования от коррозии.

Известен состав для глушения и промывки скважин, позволяющий очистить призабойную зону пласта и подземное оборудование от АСПО, содержащее в своем составе пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, водорастворимое поверхностно-активное вещество - ПАВ и диэтаноламин, а в качестве борного сшивателя содержит сшивающий агент СП-РД, в качестве водорастворимого ПАВ - комплексный ПАВ - Нефтенол ВВД или Нефтенол К, или Нефтенол МЛ и дополнительно растворитель Нефрас АК при следующем соотношении компонентов, мас.%: полисахаридный загуститель 0,2-1,0, сшивающий агент СП-РД 0,2-1,0, указанное водорастворимое ПАВ 0,1-1,0, диэтаноламин 0-5,0, растворитель Нефрас АК 0,1-1,0, пресная или минерализованная вода остальное. Способ приготовления состава включает растворение в пресной или минерализованной воде водорастворимого ПАВ или последовательное растворение в воде диэтаноламина и водорастворимого ПАВ. Затем в полученный водный раствор вводят Нефрас АК и перемешивают до получения мицеллярной дисперсии с последующим растворением и гидратацией в ней полисахаридного загустителя. Далее добавляют сшивающий агент СП-РД и перемешивают до полной сшивки. [Патент РФ 2365611, опубл. 27.08.2009 г.]

Недостатком известного состава является дефицитность некоторых из компонентов смеси, их дороговизна.

Известен состав для обезвоживания и обессоливания нефти с одновременной защитой оборудования от АСПО, содержащий блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе глицерина, а также оксиалкилированную смолу L-5001 и растворитель. В качестве растворителя состав может содержать, например, смесь ароматических углеводородов - нефрас Ap_120/200 или бутилбензольную фракцию, или алифатические спирты: метанол, или изопропанол, или этанол, или их смеси с водой или ароматическими углеводородами, или смеси ароматических углеводородов со спиртами и С₂-С₄-моноалкиловыми эфирами этилен- и диэтиленгликолей. В качестве С2-С4-моноалкиловых эфиров этилен- и диэтиленгликолей используют: моноэтиловый эфир диэтиленгликоля - этилкарбитол, или монобутиловый эфир диэтиленгликоля - бутилкарбитол.

Состав недостаточно эффективен при разрушении эмульсий нефтей угленосного горизонта с большим содержанием высокоплавких парафинов.

Известен состав для разрушения водонефтяных эмульсий и защиты нефтепромыслового оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений, включающий блок-сополимер окисей этилена и пропилена, оксиалкилированную полиэфирную смолу и растворитель. Причем в качестве блок-сополимера он содержит блок-сополимер окисей этилена и пропилена на основе сорбита, а в качестве оксиалкилированной полиэфирной смолы - диэпоксид Н-101. В качестве растворителя могут быть использованы ароматические растворители или их смеси - сольвент нефтяной тяжелый нефрас А120/200, сольвент нефтяной нефрас А130/150, толуол, этилбензольная фракция, бутилбензольная фракция, метиловый спирт, смесь метилового спирта с ароматическими растворителями [Патент RU 2234526].

Недостатком известного состава является необходимость обеспечения определенного температурного режима при его использовании, дороговизна исходного сырья.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков является состав для удаления асфальтенов, смол и парафинов из промыслового оборудования, включающий нитрит натрия 15-40 мас.%, хлорид аммония 10-35,0 мас.%, хлористый алюминий 1,0-10,0 мас.%, ПАВ - 0,01-0,5 мас.%, вода - остальное (Патент РФ 2146725, опубл. 20.03.2000 г.). Известный состав используется для удаления уже образовавшихся отложений на стенках трубопроводов и резервуаров.

Известный состав содержит хлористый алюминий, который под воздействием воды гидролизуется уже на стадии приготовления с выделением тепла. Химическая неустойчивость реагентов состава препятствует использованию его непосредственно в скважине и призабойной зоне.

Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и изменением свойств нефтяной эмульсии от пластовых условий к поверхностным. При этом понижаются давление и температура. Нарушается фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и происходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с другой стороны. Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу.

Обычно начало отложений тяжелых фракций углеводородов на стенках труб отмечается на глубинах 300-700 м. Эти отложения, как правило, представляют собой вязкую массу, состоящую из смеси смол, церезинов, асфальтенов и парафинов. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах от 50 до 200 м. Отложению парафина способствуют шероховатость поверхности, малые скорости потока и периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.

Целью изобретения является разработка высокоэффективного состава для разрушения водонефтяных эмульсий и для предотвращения и удаления АСПО для защиты нефтепромыслового оборудования в скважинах, в призабойной зоне пласта, нефтяных резервуарах-хранилищах.

Технический результат при использовании изобретения выражается в повышении производительности и степени защиты нефтепромыслового оборудования, а также в расширении ассортимента составов.

Указанный технический результат достигается составом для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения АСПО, включающим в свой состав хлористый алюминий (AlCl₃), растворитель, поверхностно-активное вещество (ПАВ), а именно его особенностью, заключающейся в том, что в качестве растворителя используют смесь толуола, бензола и ацетона при их соотношении в смеси, равном 4,2:1,0:1,3-2,6 соответственно, или смесь толуола и ацетона при их соотношении в смеси, равном 1,27-1,65:1,0 соответственно, или о-ксилол, а в качестве ПАВ используют синтанол, или оксинол, или неонол, или синтерол, и при этом состав содержит в качестве ингибитора коррозии аминоамид, или имидазолин, или полиэтиленполиаминобензиламмонийхлорид, при следующем соотношении компонентов мас.%:

хлористый алюминий	15,0-50,0
растворитель	45,0-79,9
ПАВ	0,01-1,00
ингибитор коррозии	0,5-5,0

При добыче нефти, транспортировке, хранении на стенках нефтепромыслового оборудования неизбежно накапливается нефтяной конгломерат, ухудшающий эффективность оборудования. АСПО, на 40-60% состоящие из асфальтенов, смол и парафинов, практически не растворяются в растворителях нефтяной породы (бензин, керосин, дизельное топливо). Разрушение отложений (растворение, диспергирование, деэмульсация) интенсифицируется при температурах, близких к температуре плавления парафинов (50-60°С).

Заявляемый состав для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения АСПО содержит в своем составе хлористый алюминий, который при контакте с водной фазой нефтяной эмульсии гидролизуется с выделением большого количества тепла. Благодаря тепловому эффекту реакции происходит повышение температуры среды до температуры 60-80°С и выше в зависимости от количества хлористого алюминия в составе. При такой высокой температуре происходит плавление АСПО и приводит к разрушению их кристаллов в эмульсии или уже образовавшихся отложений на стенках нефтепромыслового оборудования.

Органические растворители (толуол, бензол, ацетон и о-ксилол) выполняют двойную функцию в составе.

Во-первых, они являются инертными носителями хлористого алюминия до момента начала использования состава по назначению. Во-вторых, после воздействия предлагаемого состава на АСПО расплавленные АСПО растворяются в указанных органических растворителях, что предотвращает их повторную кристаллизацию и их отложение на стенках оборудования даже при понижении температуры окружающей среды.

Способ приготовления состава включает последовательное растворение сухого AlCl₃ в растворителях с последующим вводом ПАВ и ингибитора коррозии.

Сущность изобретения иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. В реактор, снабженный перемешивающим устройством, обратным холодильником, термометром и рубашкой теплообмена при комнатной температуре, загружают 30 г (0,22 моль) сухого AlCl₃ и 48,6 г (0,53 моль) толуола. Включают перемешивание и реакционную смесь нагревают до 100°С в течение 1,5-2 ч. Затем температуру снижают до 75°С и вводят 9,9 г (0,12 моль) бензола при перемешивании выдерживают 0,5 ч. Далее температуру снижают до 50°С и вводят 10 г (0,17 моль) ацетона и перемешивают в течение 0,5 ч. После чего вводят неонол в количестве 0,5 г и 1 г аминоамида и перемешивают в течение 0,5 ч. После охлаждения выгружают. Получают состав с массовой долей AlCl₃, равной 30%.

Пример 2. В условиях примера 1 загружают 45 г (0,34 моль) AlCl ₃ и 39,49 г (0,43 моль) толуола. Включают перемешивание и реакционную смесь нагревают до 100°С в течение 1,5-2 ч. Затем температуру снижают до 50°С и вводят 15 г (0,26 моль) ацетона и перемешивают в течение 0,5 ч. После чего вводят синтанол в количестве 1 г и 1 г имидазолина и перемешивают в течение 0,5 ч. После охлаждения выгружают. Получают состав с массовой долей AlCl₃, равной 45%.

Пример 3. В условиях примера 1 загружают 20 г (0,15 моль) AlCl₃ и 76,95 г (0,72 моль) о-ксилола. Включают перемешивание и реакционную смесь нагревают до 130°С в течение 2-3 ч. Затем температуру снижают до 50°С вводят оксинол в количестве 0,05 г и 3 г полиэтиленполиаминобензиламмонийхлорида и перемешивают в течение 0,5 ч. После охлаждения выгружают. Получают состав с массовой долей AlCl₃, равной 20%.

Пример 4. В условиях примера 1 загружают 50 г (0,37 моль) AlCl₃ и 30 г (0,33 моль) толуола. Включают перемешивание и реакционную смесь нагревают до 100°С в течение 1,5-2 ч. Затем температуру снижают до 50°С и вводят 15 г (0,26 моль) ацетона и перемешивают в течение 0,5 ч. После чего вводят синтерол в количестве 1 г и 4 г аминоамида и перемешивают в течение 0,5 ч. После охлаждения выгружают. Получают состав с массовой долей AlCl₃, равной 50%.

Пример 5. В условиях примера 1 загружают 15 г (0,11 моль) сухого AlCl₃ и 50 г (0,54 моль) толуола. Включают перемешивание и реакционную смесь нагревают до 100°С в течение 1,5-2 ч. Затем температуру снижают до 75°С и вводят 9,9 г (0,13 моль) бензола при перемешивании выдерживают 0,5 ч. Далее температуру снижают до 50°С и вводят 20 г (0,34 моль) ацетона и перемешивают в течение 0,5 ч. После чего вводят неонол в количестве 0,1 г и 5 г полиэтиленполиаминобензиламмонийхлорида и перемешивают в течение 0,5 ч. После охлаждения выгружают. Получают состав с массовой долей AlCl₃, равной 15%.

Пример 6. В условиях примера 1 загружают 30 г (0,22 моль) сухого AlCl₃ и 48,6 г (0,53 моль) толуола. Включают перемешивание и реакционную смесь нагревают до 100°С в течение 1,5-2 ч. Затем температуру снижают до 75°С и вводят 9,9 г (0,12 моль) бензола при перемешивании выдерживают 0,5 ч. Далее температуру снижают до 50°С и вводят 10 г (0,17 моль) ацетона и перемешивают в течение 0,5 ч. После чего вводят неонол в количестве 0,5 г и 1 г имидазолина и перемешивают в течение 0,5 ч. После охлаждения выгружают. Получают состав с массовой долей AlCl₃, равной 30%, и защитным действием 98%.

Для определения эффективности заявляемого состава по воздействию на АСПО проводили испытания по методике, приведенной ниже по тексту.

На предварительно взвешенную стальную пластину из стали марки Ст3 равномерным слоем толщиной 3-4 мм наносят АСПО. Пластину с АСПО взвешивают и помещают в цилиндрический сосуд. Заливают раствор одного из составов, полученных по примерам 1-6, до покрытия пластины в цилиндре. Измеряют температуру среды в цилиндре с пластиной и продолжительность протекания реакции воздействия состава на пластину с АСПО. После окончания реакции пластину обрабатывают согласно требований ГОСТ 9.905-82. Пластину взвешивают и рассчитывают эффективность очистки от АСПО, скорость коррозии пластины и степень защиты. Результаты испытаний приведены в таблице 1.

Воздействие заявляемого состава на водно-нефтяную эмульсию определяют по следующей методике.

Эмульсию нефть-вода помещают в цилиндрический сосуд. В цилиндр с водно-нефтяной эмульсией помещают предварительно обработанную согласно ГОСТ 2789-73 и взвешенную пластину из стали марки Ст3. В сосуд заливают один из растворов состава, приготовленного по примерам 1-6. Измеряют температуру реакции и продолжительность протекания реакции. По окончании реакции наблюдают расслаивание - нефть ровным слоем всплывает на поверхность, откуда известными способами извлекается и направляется на регенерацию. После окончания реакции пластину обрабатывают согласно требованиям ГОСТ 9.905-82, взвешивают и рассчитывают скорость коррозии и степень защиты. Результаты испытаний приведены в таблице № 1.

Таблица 1
№ п/п	Наименование компонента состава	Примеры состава, % масс.
1	2	3	4	5	6
1	AlCl3	30,0	45,0	20,0	50,0	15,0	30,0
2	Бензол	9,9	0	0	0	9,9	9,9
3	Толуол	48,6	39,49	0	30,0	50,0	48,6
4	Ацетон	10,0	15,0	0	15,0	20,0	10,0
5	O-ксилол	0	0	76,95	0	0	0
6	Синтанол	0	0,01	0	0	0	0
7	Оксинол	0	0	0,05	0	0	0
8	Неонол	0,5	0	0	0	0,1	0
9	Синтерол	0	0	0	1,0	0	0,5
10	Аминоамид	1,0	0	0	4,0	0	0
11	Имидазолин	0	0,5	0	0	0	1,0
12	Полиэтилеполиамибензиламмонийхлорид	0	0	3,0	0	5,0	0
	ИТОГО, % мас.	100	100	100	100	100	100
Результаты испытаний пластины с АСПО
№ п/п	Показатели
	Температура реакции, °С	82,0	85,0	80,0	90,0	78,0	82,0
	Продолжительность реакции, мин	1-2	1	1-2	1	1-2	1-2
	Эффективность очистки, %	99,0	99,0	99,0	99,0	99,0	99,0
	Степень защиты, %	98,0	98,0	99,0	95,0	99,0	98,0
Результаты испытаний пластины в среде эмульсии нефть-вода
№ п/п	Показатели
	Температура реакции, °С	66	74	54	80	48	65
	Продолжительность реакции, мин	1-2	1	1-2	1	1-2	1-2
	Эффективность очистки, %	99,0	99,0	99,0	99,0	99,0	99,0
	Степень защиты, %	98,0	97,0	98,0	97,0	98,0	98,0

Преимущество заявляемого состава выражается в повышении производительности и степени защиты нефтепромыслового оборудования, так как под воздействием состава растворяются кристаллы АСПО и предотвращается их рост в водно-нефтяной эмульсии, снижается адгезия кристаллов АСПО к металлической поверхности стенок внутрискважинного и прочего нефтепромыслового оборудования, включая оборудование для хранения и транспортировки продуктов нефтедобычи, кроме того, эффективно разделяется эмульсия нефть-вода и обеспечивается защита оборудования от коррозии.